Lundin Petroleum AB Pressrelease

Lundin Petroleum AB Pressrelease Lundin Petroleum AB (publ) Hovslagargatan 5 O-listan, Stockholmsbörsen: LUPE SE-111 48 Stockholm Tel: 08-440 54 50 Fax: 08-440 54 59 E-mail: info@lundin.ch 13 november 2003 Rapport för niomånadersperioden 1 januari 30 september 2003 Produktion om 15 935 fat oljeekvivalenter per dag Operativt kassaflöde om 465,1 MSEK (56,4 MUSD) Resultat efter skatt om 915,5 MSEK (110,9 MUSD) Block 5A i Sudan avyttrat för 142,5 MUSD (1 184,0 MSEK) Förvärv av betydande producerande tillgångar offshore Storbritannien, Norge och Irland från DNO ASA för 165 miljoner USD. Hör VD Ashley Heppenstall kommentera rapporten vid dagens telefonkonferens, kl.16.30. Ring följande telefonnummer för att medverka: Sverige: 08-505 20 114 (slå alltid riktnummer) Från utlandet: 0044 (0)207 162 0181. För att lyssna till inspelningen efteråt, slå telefonnummer 0044 (0)208 288 4459 och ange kod: 248 762. Lundin Petroleum är ett svenskt oberoende olje- och gasprospekterings- och produktionsbolag med en välbalanserad portfölj av tillgångar i världsklass i Frankrike, Holland, Indonesien, Iran, Norge, Sudan, Tunisien, Venezuela och Albanien. Bolaget är noterat på O-listan vid Stockholmsbörsen. (ticker LUPE ) För ytterligare information var vänlig kontakta: C. Ashley Heppenstall VD Tel: +41 22 319 66 00 eller Maria Hamilton Informationschef Tel: 08-440 54 50 E-mail: maria.hamilton@lundin.ch Besök vår hemsida: www.lundin-petroleum.com

Kära aktieägare, Den framgångsrika utvecklingen av Lundin Petroleum har fortsatt under året med ökning av aktieägarvärde som följd. För de första nio månaderna 2003 genererade vi en vinst om 915,5 MSEK (110,9 MUSD) och ett operativt kassaflöde om 465,1 MSEK (56,4 MUSD). Under samma period förra året genererade vi en förlust om 72,6 MSEK och operativt kassaflöde om 9,0 MSEK. Jag är mycket glad över att kunna berätta om vårt senaste förvärv. Vi har träffat ett avtal om att förvärva de brittiska, irländska och majoriteten av de norska tillgångarna från det norska oljebolaget DNO för en kontant köpeskilling om 165 miljoner USD. Detta är ytterligare en milstolpe för Lundin Petroleum och kommer att vara katalysatorn för nästa tillväxtfas såsom förvärvet av Coparex har varit under det senaste året. Vår kombinerade förvärvs- och prospekteringsstrategi tydliggörs av de pågående aktiviteterna i bolaget och jag är övertygad om att den framgångsrika strategin är anledningen till vårt starka resultat. Låt oss titta närmare på de pågående aktiviteterna: Förvärvet av DNO kommer att fördubbla reserverna och produktionen samt resultera i en väsentlig ökning av det operativa kassaflödet under de närmast kommande åren. Förvärvet tillåter oss att bygga upp en verksamhet i den brittiska Nordsjön där vi är övertygade om att det fortfarande finns möjligheter för operatörer med lägre kostnadsbas. Förvärvet ökar även vår närvaro i den norska offshoresektorn med stor tillväxtpotential från utbyggnads- och prospekteringsportföljen vid Västra Heimdal. Sammanfattningsvis innebär affären med DNO följande: o o Den ersätter de reserver som vi sålde i Sudan tidigare i år med en portfölj av producerande reserver och reserver under utbyggnad belägna i Västeuropa. Den adderar 12 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) i produktion som kommer att öka till 20 000 boepd under de kommande tolv månaderna. o Tillgångarna innefattar en portfölj av prospekteringstillgångar med tillväxtpotential Vi fortsätter att utvärdera ytterligare förvärvsmöjligheter med särskilt fokus på områden runt våra existerande tillgångar. Vi har utbyggnadsmöjligheter inom vår existerande tillgångsbas. I Paris Basin borrades med framgång utbyggnadsborrningen i Merissierfältet tidigare i år och vi räknar med att fältet ytterligare byggs ut under 2004 och adderar ytterligare 1 000 boepd till vår produktion i Frankrike. I Aquitaine Basin gjordes ytterligare en framgångsrik borrning i Les Pinsfältet som flödade över 2 000 boepd vid test. I Tunisien slutförs utbyggnadsplanen för Oudna fältet vilket kommer att öka produktionen i Tunisien. Prospekteringsarbetet kommer att tillta under de kommande månaderna. o I Iran kommer vår första prospekteringsborrning att påbörjas inom några dagar. Två större strukturer har identifierats från seismikundersökningen och kommer att borras under den kommande borrkampanjen. Vårt område är del av ett bevisat kolvätesystem med angränsande mycket stora fält. Det har förekommit mycket lite prospekteringsborrning i Iran under de senaste 20 åren. Våra borrbara strukturer är stora med potential att göra betydande fyndigheter som, om framgångsrika, kommer att ha en avsevärd effekt på värdet av Lundin Petroleum. 2

o o I Lematangblocket, Södra Sumatra i Indonesien kommer nu Bantengstrukturen att borras i början av 2004. Vi räknar med ytterligare prospekteringsarbete under 2004 i Aquitaine Basin i Frankrike, Indonesien, Nederländerna och Norge. Finansiell ställning Försäljningen av Block 5A i Sudan resulterade i en stark balansräkning för Lundin Petroleum med stor kassa och inga långfristiga skulder. Som ett resultat kommer vi att kunna finansiera förvärvet av DNOs tillgångar samt de kapitalkostnader förbundna med utbyggnaden av dessa tillgångar, genom egna medel samt banklån. Vi kommer fortfarande, efter detta förvärv, att ha återstående belåningsutrymme för att finansiera ytterligare förvärv om möjlighet ges. Det finansiella resultatet för de första nio månaderna 2003 är väl över prognos. Produktionen var cirka 16 000 boepd för perioden, något under prognos. Jag förväntar mig att produktionen för fjärde kvartalet i genomsnitt kommer att överstiga 16 000 boepd som ett resultat av våra senaste framgångsrika borrningar i Frankrike och Venezuela och den gradvis förbättrade försäljningen i Nederländerna. Genomsnittligt oljepris för niomånadersperioden var 27,19 USD per fat. The Big Picture Som vi förutsåg har oljepriset varit fortsatt högt. OPEC fortsätter att stabilisera marknaden och verkar övertygad om att garantera att oljepriset håller sig inom spannet 22 28 USD inom överskådlig framtid, vilket framgår av den nyligen genomförda minskningen av fördelningskvoterna. Samtidigt visar det sig svårare än man förutsett att återställa den irakiska produktionen och säkerheten i landet förefaller ej vara under förbättring. Vi har även sett starka indikationer på förbättring av världsekonomin särskilt i USA. Samtidigt har efterfrågan på petroleum från utvecklingsländerna, speciellt Kina, inte visat något tecken på att avta. Sammanfattningsvis är vi övertygade om att vår underliggande verksamhet är stark. Vi har lyckats att utveckla vår tillgångsbas på kort tid och jag är övertygad om att det har bidragit till bolagets stabila värde. Förvärvet av tillgångar från DNO kommer att ta oss till nästa nivå. Vi har några spännande möjligheter framför oss vilka kommer att fortsätta bidra till att öka vårt värde. Jag vill framföra mitt tack till våra aktieägare och styrelsen men särskilt våra anställda för deras bidrag till Lundin Petroleums framgång. Mycket tid och hårt arbete är en förutsättning för att säkra våra projekt och med framgång kunna genomföra förvärv. Vi har ett överlägset team av dedikerade personer som gör detta möjligt. Med vänliga hälsningar Ashley Heppenstall Koncernchef och vd 3

Finansiell rapport för de nio första månaderna 2003 Verksamheten Iran Lundin Petroleum har en licensandel om 30% i Munirblocket. En seismikundersökning om 537 km ny tvådimensionell seismik genomfördes under januari 2003 och har sedan tolkats och processats. Förberedelserna inför borrningarna är nu slutförda med borrstart av den första prospekteringsborrningen (Seh Qanat deep) under november 2003. Resultaten från seimisken har identifierat ett flertal borrbara geologiska strukturer, inklusive två stora väldefinierade förslutna strukturer där den andra kommer att borras under första kvartalet 2004 efter att den första prospekteringsborrningen är genomförd. De iranska prospekteringsstrukturerna har potential att innehålla utvinningsbara reserver över 1 miljard fat. Sudan Lundin Petroleums licensandel om 40,357% i Block 5A såldes till Petronas Carigali Overseas Sdn Bhd för en köpeskilling om 142,5 MUSD (1 184,0 MSEK) i juni 2003. Lundin Petroleum har behållit licensandelen om 24,5% i Block 5B, belägen söder om Block 5A och på samma geologiska förlängning som existerande fyndigheter i Muglad Basin. Tekniska undersökningar pågår och flera stora strukturer har redan identifierats. Samtidigt har de pågående fredsansträngningarna haft en positiv utveckling som kan göra det möjligt för verksamheten att börja så tidigt som i slutet av 2004. Frankrike Under första halvåret 2003 genomfördes en ny lyckad utbyggnadsborrning i Merissierfältet i Paris Basin. Ny utrustning har med framgång installerats och produktionen återupptogs under september med större volym än beräknat. Fortsatt utbyggnad av Merissierfältet, där Lundin Petroleum har en licensandel om 100%, är att räkna med inklusive ytterligare utbyggnadsborrningar under 2004. Prospekteringsborrningar återupptogs i Paris Basin under andra kvartalet 2003 med borrningen Val des Marais. Tyvärr testade borrningen icke kommersiella mängder kolväte och är igenpluggad och övergiven. I Aquitaine Basin har utbyggnadsborrning Les Pins 5 med framgång genomförts under tredje kvartalet 2003. Borrningen hade ett naturligt flöde över 2 000 fat olja per dag vid test och har kopplats upp till existerande faciliteter och producerar för tillfället under naturligt flöde tills en undervattenspump har installerats för att öka produktiviteten från borrningen. Lundin Petroleum har en licensandel om 50% i Les Pins. Nederländerna Under det första halvåret 2003 genomfördes en prospekteringsborrning (Groot Wyngarden) som har pluggats igen och övergivits då den var oekonomisk. Olika program för bland annat utbyggnadsborrningar för att öka existerande produktion är igång och kommer att fortsätta. Produktionen i Nederländerna under perioden var under budget beroende av, inte enbart den säsongsrelaterade efterfrågan, men även reducerat inköp av den statligt kontrollerade köparen Gasunie. Lundin Petroleum har blivit informerade av representanter för den nederländska staten att de reducerade inköpen är kortsiktiga på grund av att efterfrågan kommer att återställas till vår produktionskapacitet i linje med den nederländska small field policy (de små fältens policy) där Gasunie köper all gasproduktion. Under tredje kvartalet har produktionen ökat och närmar sig förväntad produktion. 4

Tunisien Under perioden har betydande optimering av Isisfältet gjorts för att bibehålla bruttoproduktionen väl över förväntan. Parallellt har vi förbättrat effektiviteten av Isisprojektet genom att minska de operativa kostnaderna. Trots det är det nu ej troligt att ytterligare utbyggnadsborrningar kommer att genomföras på Isisfältet. Vidare har en preliminär utbyggnadsplan färdigställts för Oudnafältet, även det beläget offshore Tunisien. Tekniska undersökningar fortsätter med målsättning att färdigställa en fullständig utbyggnadsplan. Initiala indikationer är positiva och utbyggnaden är ekonomiskt genomförbar. Lundin Petroleum har en licensandel om 50% i Oudna som vid utbyggnad kommer att ha en betydande inverkan på vår totala produktion. Indonesien Banyumas (Java): Ett nytt 490 km seismikprogram har med framgång slutförts. Arbetet med att processa den nyligen insamlade seismiken är slutförd och tolkning pågår. Lundin Petroleum har en licensandel om 50%. Blora (Java): Ett 50 km 2D seismikprogram har med framgång slutförts, processats och tolkats. Förberedelser pågår för ett nytt borrprogram 2004 då det är högst troligt att en ny prospekteringsborrning kommer att borras på blocket. Lundin Petroleum har en licensandel om 40%. Lematang (Södra Sumatra): Förhandlingar fortsätter för att slutföra ett gasförsäljningsavtal som kommer möjliggöra utbyggnaden av gasfyndigheten Singa. Parallellt pågår förberedelser för borrningen av Bantengstrukturen som har skjutits fram till första kvartalet 2004. Bantengstrukturen har potentiella reserver uppskattade till över 500 bcf. Lundin Petroleum har en licensandel om 15%. Salawtai Island & Basin (Papua): Ett program med 12 utbyggnadsborrningar i Salawati Basin och ytterligare utbyggnadsborrningar i Salawati Island (Matoa fältet) är igång. Parallellt under tredje kvartalet i år har ett 3D seimikprogram på Salawati Island slutförts. Tolking av 3D seismiken pågår. Förberedelseer inför insamlandet av ny 3D seismik i Salawati Basin pågår med trolig start under första kvartalet 2004. En prospekteringsborrning på Salawati Island är planerad till fjärde kvartalet 2003. Lundin Petroleum har en licensandel om 14,4% i Salawati Island och en licensandel om 25,9% i Salawati Basin. Venezuela Efter följd av den politiska osäkerheten i början av 2003 som direkt påverkade vår verksamhet i Venezuela, har utbyggnadsborrningsprogrammet återupptagits och stora framsteg har gjorts under tredje kvartalet 2003. Båda utbyggnadsborrningarna La Palma 8 & 9 har nu slutförts. La Palma 8 testade över 9 000 fat olja per dag och är i produktion. La Palma 9 kommer att testas och kopplas till existerande faciliteter under början av fjärde kvartalet i år. Bruttoproduktionen från Colònblocket är nu 20 000 fat olja per dag. Lundin Petroleum har en licensandel om 12,5%. Albanien Ett avtal har träffats med Preussag/OMV där prospekteringsborrningen på Block D och E kommer att skjutas upp tills återstående åtaganden potentiellt är överflyttade till ett nytt område i Albanien. En sådan överflyttning kommer att innebära diverse statliga godkännanden. Avtalet med Preussag/OMV inkluderar en överenskommelse om kontant ersättning till Lundin Petroleum och en överföring av specifika kostnader i varje nytt projekt som inleds tillsammans med OMV i Albanien. Norge Produktionen för perioden var nästan i linje med förväntad produktion. Efter den finansiella periodens utgång meddelade Lundin Petroleum förvärvet av AKER Energy AS genom det till 75% ägda dotterbolaget OER. Aker Energy äger licensandelar i norska outbyggda fyndigheter samt en skattefordran. 5

Finansiellt resultat Resultat och kassaflöde Resultatet för koncernen Lundin Petroleum AB (Lundin Petroleum eller koncernen) presenteras för halvåret som avslutades den 30 juni 2003. Lundin Petroleum förvärvade Lundin International SA (tidigare Coparex International SA) med dotterbolag den 19 september 2002. Resultaten för dessa bolag ingår endast i det konsoliderade resultatet från detta datum och finns således inte med i jämförelsesiffrorna avseende kvartalet. Beloppen hänförliga till jämförelseperioden visas inom parentes efter beloppen för innevarande period. Koncernen Lundin Petroleum rapporterar en vinst för de första nio månaderna 2003 om 915,5 MSEK (- 72,6 MSEK) och 30,2 MSEK (-1,7 MSEK) för det tredje kvartalet 2003 vilket representerar vinst per aktie fullt utspädd om 3,65 SEK (-0,29 SEK) för de första nio månaderna 2003 och 0,12 SEK (-0,01 SEK) för det tredje kvartalet 2003. Operativt kassaflöde för de första nio månaderna 2003 uppgick till 465,1 MSEK (9,4 MSEK) och 143,7 MSEK (9,4 MSEK) för de tredje kvartalet 2003. Operativt kassaflöde som inte inkluderar vinsten från försäljningen av Sudan Block 5A uppgick till 1,87 SEK (0,04 SEK) per aktie för de första nio månaderna 2003 och 0,57 SEK (0,04 SEK) per aktie för det tredje kvartalet 2003. Resultatet efter skatt för tredje kvartalet har negativt påverkats av valutakursförluster om 24,3 MSEK. Vinsten för tredje kvartalet exklusive valutakursförluster och vinster relaterade till försäljningen av Sudan var 59,3 MSEK som är att jämföra med första och andra kvartalets resultat efter skatt, tillika justerade, om 56,0 MSEK respektive 44,6 MSEK Försäljning av olja och gas under de första nio månaderna som avslutades 30 september 2003 uppgick till 857,1 MSEK (32,3 MSEK) och 276,4 MSEK (32,3 MSEK) för det tredje kvartalet 2003. Produktionen för de första nio månaderna 2003 uppgick till 4 278 020 fat oljeekvivalenter (boe), vilket motsvarar 15 935 boe per dag (boepd). Genomsnittspriset per boe under de första nio månaderna uppgick till 27,19 USD. Lundin Petroleum har ingått en oljehedge för 2003 med ett fast pris om 24,23 USD för 2 250 fat olja per dag (bopd). Genomsnittspriset för Dated Brent för de första nio månaderna uppgick till 28,65 USD, vilket resulterade i en kostnad avseende denna hedge om 22,4 MSEK. Övriga rörelseintäkter under de första nio månaderna 2003 uppgick till 34,5 MSEK (1,9 MSEK) och 4,3 MSEK (0,0 MSEK) för det tredje kvartalet 2003. I detta belopp ingår återvinning av tidigare prospekteringskostnader i Tunisien, tariffintäkter från Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike. 6

Försäljning och produktion för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 omfattar nedanstående: Försäljning Genomsnittligt pris per fat i USD 1 apr 2003 30 jun 2003 31 mar 2003 Frankrike - Kvantitet i boe 1 042 960 268 933 383 245 390 782 - Genomsnittligt pris per boe 27,17 27,49 26,44 27,67 Tunisien - Kvantitet i boe 675 112 241 494 138 001 295 617 - Genomsnittligt pris per boe 27,97 26,55 25,17 30,45 Indonesien - Kvantitet I boe 674 631 265 111 143 303 266 217 - Genomsnittligt pris per boe 27,77 25,79 26,85 30,22 Nederländerna - Kvantitet i boe 600 208 179 594 146 744 273 870 - Genomsnittligt pris per boe 24,72 24,82 26,21 23,85 Norge - Kvantitet i boe 517 009 206 861 210 148 100 000 - Genomsnittligt pris per boe 28,33 28,66 26,60 31,29 Totalt - Kvantitet i boe 3 509 920 1 161 993 1 021 441 1 326 486 - Genomsnittligt pris per boe 27,19 26,70 26,33 28,28 Produktion 1 apr 2003 30 jun 2003 31 mar 2003 Frankrike - Kvantitet i boe 1 126 849 369 330 374 359 383 160 - Kvantitet i boepd 4 128 4 014 4 069 4 257 Tunisien - Kvantitet i boe 690 465 219 684 248 098 222 683 - Kvantitet i boepd 2 529 2 388 2 697 2 474 Indonesien - Kvantitet I boe 681 582 231 978 233 784 215 820 - Kvantitet I boepd 2 497 2 522 2 541 2 398 Nederländerna - Kvantitet i boe 600 436 183 211 143 355 273 870 - Kvantitet i boepd 2 199 1 991 1 558 3 043 Norge - Kvantitet i boe 563 581 225 493 209 927 128 161 - Kvantitet i boepd 2 329 2 451 2 282 2 172 Venezuela - Kvantitet i boe 615 107 216 002 211 883 187 222 - Kvantitet i boepd 2 253 2 348 2 303 2 080 Totalt - Kvantitet i boe 4 278 020 1 445 698 1 421 406 1 410 916 - Kvantitet i boepd 15 935 15 714 15 450 16 425 7

Produktionskostnader för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 omfattas av nedanstående: Produktionskostnader, nedskrivningar och administrativa kostnader i TUSD 1 apr 2003 30 jun 2003 31 mar 2003 Utvinningsskostnader 28 431 10 349 9 195 8 887 Tariff- och transport kostnader 7 493 2 236 2 841 2 416 Royalty och direkt skatt 2 681 849 876 956 Lagerförändringar och förändringar i överuttag 2 156 720-3 976 5 412 Totala produktionskostnader 40 761 14 154 8 936 17 671 Nedskrivningar 17 826 5 999 5 935 5 892 Totalt 58 587 20 153 14 871 23 563 Kostnad per boe i USD 1 apr 2003 30 jun 2003 31 mar 2003 Utvinningskostnader 6,65 7,16 6,47 6,30 Tariff- och transportkostnader 1,75 1,55 2,00 1,71 Royalty och direkta skatter 0,63 0,59 0,62 0,67 Lagerförändringar och förändringar i överuttag 0,50 0,50-2,80 3,84 Totala produktionskostnader 9,53 9,80 6,29 12,52 Nedskrivningar 4,17 4,15 4,18 4,18 Total kostnad per boe 13,70 13,95 10,47 16,70 Under det tredje kvartalet 2003 sålde Lundin Petroleum sin licensandel i Sudan, Block 5A till Petronas Carigali Overseas Sdn Bhd för 1 184,0 MSEK eller 142,5 MUSD som resulterade i en vinst om 720,1 MSEK eller 87,2 MUSD efter valutakursförluster om 100,5 MSEK (11,5 MUSD). Valutakursförlusten avser omvärdering till SEK av USD-lån till det dotterbolag som innehade tillgången Block 5A, Sudan. Lånet avsåg finansiering av prospekteringskostnaderna och återbetalades vid försäljningen av tillgången. Övriga intäkter under de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 uppgick till 4,5 MSEK (3,9 MSEK) och 0,8 MSEK (1,1 MSEK) för det tredje kvartalet 2003 och motsvaras av avgifter och kostnader som Lundin Petroleum återvunnit från tredje part. Administrationskostnader under de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 uppgick till 105,7 MSEK (39,3 MSEK) och 33,4 MSEK (14,4 MSEK) för tredje kvartalet 2003. Omstruktureringskostnader under första kvartalet 2003 om 16,3 MSEK relaterade speciellt till kostnader i samband med att personal friställdes då kontoret i Paris lades ned. Det fanns andra ej återkommande kostnader under fösta halvåret 2003 relaterade till förvärvet uppgående till 12,1 MSEK. Dessa kostnader inkluderar personal och lokalkostnader för Pariskontoret till dess att det stängde i juni 2003 och vissa avgifter relaterade till omorganisationen av koncernstrukturen. Administrativa kostnader uppkomna under tredje kvartalet innefattar kostnader i samband med notering vid Stockholmsbörsens O-lista. 8

Finansnetto under de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 uppgick till -16,7 MSEK (-42,1 MSEK) och -31,6 MSEK (8,2 MSEK) för tredje kvartalet 2003. Ränteintäkter för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 uppgick till 7,6 MSEK (5,7 MSEK) och 1,8 SEK (2,8 MSEK) för det tredje kvartalet 2003. Räntekostnader för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 uppgick till 22,0 MSEK (1,7 MSEK) och 3,8 MSEK (1,7 MSEK) för det tredje kvartalet 2003. Kostnader för räntesäkringen för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 uppgick till 16,4 MSEK (0,0 MSEK) och 5,4 MSEK (0,0 MSEK) för tredje kvartalet 2003. Amortering av lånekostnader uppgick till 15,9 MSEK (0,0 MSEK) för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2003 och 0,0 MSEK (0,0 MSEK) för tredje kvartalet 2003. Denna amortering avser upplösningen av hela den periodiserade finansieringskostnaden kopplad till bolagets kreditfaciliteter till följd av återbetalning av krediten under andra kvartalet 2003. Valutakursvinster/- förluster för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 uppgick till 35,6 MSEK (-46,0 MSEK) och-24,4 MSEK (7,1 MSEK) för tredje kvartalet. Valutakursvinsterna i de första två kvartalen hänförs främst till omvärderingen av USD-lån till EUR, vilket är rapporteringsvaluta i de enheter där lånen är upptagna avräknat förluster vid omvärderingen av tillgodohavanden och fordringar i USD till Euro eller SEK, rapporteringsvalutor. Lån i USD återbetalades i slutet av andra kvartalet vilket resulterat i att det inte finns ytterligare valutakursvinster att kompensera mot valutakursförluster. Valutakursförlusten för motsvarande period föregående år hänförs främst till omvärderingen av USD som fanns i moderbolaget till SEK. Skattekostnaden för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 uppgick till 77,8 MSEK (2,1 MSEK). Skattekostnaden består av bolagsskatt om 81,1 MSEK (4,3 MSEK) som delvis kompenseras av upplösning av en uppskjuten skatteskuld om 12,4 MSEK (2,2 MSEK) samt petroleum skatt uppgående till 8,3 MSEK (0,0 MSEK). Skattekostnaden för tredje kvartalet 2003 uppgick till 17,2 MSEK (1,8 MSEK). Upplösningen av den uppskjutna skatteskulden reflekterar skillnaden mellan avskrivningar i koncernen baserad på anskaffningspriset för tillgångarna och avskrivningar i de enskilda bolagen baserade på tillåtna skattemässiga avskrivningar. Petroleumskatter baseras på en uppskattning av den årliga intäkten. Anläggningstillgångar Materiella anläggningstillgångar uppgick per den 30 september 2003 till 1 826,7 MSEK (2 045,6 MSEK) och av detta belopp hänförs 1 771,9 MSEK (1 988,9 MSEK) till olje- och gastillgångar. Utbyggnadskostnader om 95,6 MSEK (0,0 MSEK) för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 innefattar Frankrike uppgående till 50,5 MSEK, Nederländerna till 20,6 MSEK (0,0 MSEK) och Norge till 12,3 MSEK (0,0 MSEK). Prospekteringskostnader om 95,4 MSEK (81,2 MSEK) för de första nio månaderna 2003 innefattar Frankrike med ett belopp om 12,9 MSEK (0,0 MSEK), Indonesien 34,0 MSEK (0,0 MSEK), Venezuela 12,2 MSEK (0,0 MSEK), Iran 16,4 MSEK (10,5 MSEK) och Sudan 13,2 MSEK (65,9 MSEK). 9

Finansiella anläggningstillgångar Finansiella anläggningstillgångar uppgick per den 30 september 2003 till 98,0 MSEK (103,6 MSEK). Inkluderat i finansiella anläggningstillgångar per den 30 september 2003 är ett belopp om 59,6 MSEK (54,2 MSEK) bokfört som bundet kapital. Detta belopp innefattar 18,1 MSEK (0,0 MSEK) motsvarande 16,5 MNOK som skall täcka framtida återställningskostnader offshore i Norge samt två belopp om totalt 41,5 MSEK (54,2 MSEK) består av pantsatta medel för en bankgaranti som skall täcka framtida arbetsåtaganden. Aktier i intressebolag uppgående till 21,1 MSEK (21,5 MSEK) och är i huvudsak hänförligt till en investering i ett företag som äger infrastruktur för gas i Nederländerna. Uppskjutna finansieringsavgifter uppgår till 0,0 MSEK (15,9 MSEK) per den 30 september 2003. De periodiserade finansieringsavgifterna hänförliga till lån och en löpande kreditfacilitet amorterades under låneperioden. Eftersom lånet återbetalades under andra kvartalet 2003 kostnadsfördes låneavgiften. Övriga finansiella anläggningstillgångar uppgick till 17,4 MSEK (11,9 MSEK) hänförliga till ett lån till ett dotterbolag och medel hos joint venture partners för förutsedda framtida kostnader. Kortfristiga fordringar och lager Kortfristiga fordringar och lager uppgick, per den 30 september 2003, till 432,5 MSEK (345,5 MSEK). Lager, inkluderat kolväten och förbrukningstillgångar för fältarbeten, uppgick till 48,8 MSEK (45,6 MSEK) per den 30 september 2003. Kundfordringar uppgick till 241,4 MSEK (118,1 MSEK) per den 30 juni 2003. Detta belopp har ökat jämfört med slutet av föregående räkenskapsår till följd av en reducerad kolvätesförsäljning. Kassa och bank Kassa och bank uppgick per den 30 september 2003 till 309.7 MSEK (247,8 MSEK). Minoritetsintressen Minoritetsintressen uppgick per den 30 september 2003 till 12,9 MSEK (2,5 MSEK). Minoritetsintresset representerar den del av de konsoliderade dotterbolag som Lundin Petroleum inte äger. Lundin Petroleum äger 75,8% av OER Oil AS och 99,8% av Lundin International S.A. Avsättningar Per den 30 september 2003 uppgick avsättningar till 371,0 MSEK (326,1 MSEK). I detta belopp ingår en avsättning för återställandekostnader för oljefält uppgående till 115,1 MSEK (58,4 MSEK) och en avsättning för uppskjuten skatt om 249,2 MSEK (261,7 MSEK). Avsättningar för återställande av oljefält har ökat till följd av att ytterligare avsättningar är gjorda för Norge. Långfristiga räntebärande skulder Långfristiga räntebärande skulder uppgick per den september 2003 till 0,0 MSEK (1 067,2 MSEK). Lundin Petroleum har ingått i ett sjuårigt avtal avseende en löpande kredit, vilken ger ett låneutrymme på upp till 130 MUSD (1 106 MSEK) under 2002. Vid förvärvet av Lundin International S.A. utnyttjades 124 MUSD (1 085 MSEK) av denna kredit. Ett belopp om 2,1 MUSD (18,4 MSEK) återbetalades den 31 december 2002 och krediten återbetalades i sin helhet under juni 2003. Leasingavtalet för fastigheten i Paris sades upp och fastigheten köptes per den 30 juni 2003. Det utestående beloppet om 18,6 MSEK återbetaldes den 1 juli 2003. 10

Kortfristiga skulder Kortfristiga skulder uppgick per den 30 september 2003 till 453,0 MSEK (415,5 MSEK). Inkluderat i kortfristiga skulder är ett belopp om 44,3 MSEK (85,9 MSEK) hänförligt till leverantörsskulder och ett belopp uppgående till 145,9 MSEK (92,5 MSEK) avseende kvarvarande skatteskulder. Skulder i samband med förvärv innehåller en periodisering om 69,3 MSEK (109,4 MSEK) för en utestående betalning relaterad till förvärvet av Lundin International S.A. motsvarande den del av förvärvspriset som är beroende av produktionsnivån från vissa tunisiska tillgångar. Andra kortfristiga skulder uppgick per den 30 september 2003 till 71,5 MSEK (32,3 MSEK) och hänförs primärt till belopp utestående till jointventure partners. Ju högre utestående belopp innebär en högre verksamhetsnivå. Moderbolaget Förlusten för moderbolaget uppgick till -130,6 MSEK (-80,9 MSEK) för de första nio månaderna som avslutades den 30 september 2003 och -19,0 MSEK (-12,8 MSEK) för det andra kvartalet 2003. Förlusten innefattar administrativa kostnader uppgående till 54,2 MSEK (35,1 MSEK) och ett finansnetto om -77,8 MSEK (-49,5 MSEK). Finansiella intäkter inkluderade en vinst om 12,9 MSEK som uppkom genom överföringen till marknadsvärde av aktier från Lundin Holdings BV till Lundin Petroleum BV samt ränteintäkter om 20,7 MSEK (0,0 MSEK) hänförliga lån till dotterbolag. Finansiella kostnader inkluderar ett belopp om 111,8 MSEK (54,3 MSEK) avseende valutakursvinster och förluster. Förlusterna 2003 har i princip uppstått genom omvärdering av lån till dotterbolag för finansiering av dess verksamheter vilken har realiserats under andra kvartalet 2003. Förlusten 2002 har i princip uppstått genom omvärdering av moderbolagets innehav i US dollar. Ingen uppskjuten skattefordran har bokats avseende moderbolagets förlustavdrag på grund av osäkerheten om när i tiden förlusterna kan nyttjas. Finansiella instrument Koncernen har från och med den 1 januari 2003, räntesäkrat en del av koncernens dollarlån genom att binda den LIBOR-baserade flytande kursen för en del av bolagets USD-lån för en period om fyra år. Räntesäkringen sker till den fasta LIBOR räntan om 3,49%. USD-lånet återbetaldes under andra kvartalet 2003 men räntesäkringen gäller fortfarande. Som en del i avtalet med banken har koncernen även prissäkrat en del av oljeproduktionen från Frankrike. Från 1 januari 2003 till 31 december 2003 har koncernen terminssäkrat 2 250 fat olja (cirka 15% av förväntad produktion) till ett Brent-oljepris om 24,23 USD per fat. Koncernen har även ingått ett oljeterminskontrakt för 2 000 fat per dag av produktionen under perioden 1 januari 2004 till 31 december 2004 som innebär att man erhåller ett pris på USD 18,00 per fat om Dated Brent faller under 18,00 USD per fat och vidare erhåller 25,15 USD om Dated Brent överstiger 25,15 per fat. Om oljepriset ligger mellan dessa nivåer erhålls marknadspris. Förändringar i styrelsen På bolagsstämman som hölls i maj 2003 omvaldes samtliga styrelseledamöter med undantag för Alexandre Schneiter som undanbad sig omval. 11

Aktiedata Lundin Petroleum ABs aktiekapital uppgick per den 30 september 2003 till 2 502 247,66 SEK fördelat på 250 224 766 aktier med ett nominellt värde av 0,01 SEK per aktie. I enlighet med koncernens incitamentsprogram för de anställda har 3 175 000 teckningsoptioner emitterats under 2001 med ett lösenpris om 3,37 SEK och en löptid till 1 maj 2004. Dessa teckningsoptioner är möjliga att lösa från och med 1 maj 2002. Per 30 september 2003 är 896 000 teckningsoptioner utestående. Programmet för 2002 som godkändes den 23 maj 2002 innebär att 3 250 000 teckningsoptioner kan utnyttjas under perioden 31 maj 2003 till och med 31 maj 2005 med ett lösenpris om 4,50 SEK. Per 30 september 2003 är 2 282 400 teckningsoptioner utestående till följd av att vissa teckningsoptioner annulerats som ett resultat av försäljningen av tillgångar i Sudan och berörd personal. Programmet för 2003 som godkändes den 23 maj 2003 innebär att 3 400 000 teckningsoptioner kan utnyttjas under perioden 31 maj 2004 till 31 maj 2006 med ett lösenpris om 10,10 SEK. Per den 30 september 2003 är 3 360 000 teckningsoptioner utestående. Valutakurser Följande valutakurser har använts för denna rapport. Genomsnitt Årsslut EUR / SEK 9,1628 8,9625 USD / SEK 8,2529 7,7400 Redovisningsprinciper Rapporten för de första nio månaderna av Lundin Petroleum AB (publ) har upprättats enligt Årsredovisningslagen och Redovisningsrådets rekommendationer och uttalanden. De redovisningsprinciper och policys som tillämpats vid upprättandet av rapporten för de första nio månaderna är i enlighet med de som användes vid upprättandet av årsredovisningen. 12

KONCERNENS RESULTATRÄKNING I SAMMANDRAG Not Rörelsens intäkter Försäljning av olja och gas 1 857 146 276 371 32 253 32 253 284 905 Övriga rörelseintäkter 34 530 4 348 1 852 38 10 939 891 676 280 719 34 105 32 291 295 844 Rörelsens kostnader Produktionskostnader 2-336 398-115 318-20 736-20 739-149 038 Avskrivning av olje- och gastillgångar 3-147 119-48 849-6 366-6 366-53 591 Bruttoresultat 408 159 116 552 7 000 5 186 93 215 Vinst från försäljning av Block 5A Sudan 720 098-4 747 - - - Övriga rörelseintäkter 4 542 849 3 913 1 148 10 247 Administrationskostnader -105 746-33 439-39 290-14 348-75 970 Omstruktureringskostnader -16 263 - - - -20 275 Rörelseresultat 1 010 790 79 215-28 377-8 050 7 217 Finansiella intäkter och kostnader, netto 4 16 663-31 595-42 120 8 158 1 816 Resultat före skatt 994 127 47 620-70 497 108 9 033 Skatt 5-77 753-17 151-2 108-1 841-26 362 Minoritetens andel -880-371 - - 765 Periodens resultat 915 494 30 152-72 605-1 733-16 564 Resultat per aktie SEK 3,68 0,12-0,29-0,01-0,07 Resultat per aktie efter full utspädning - SEK 3,65 0,12-0,29-0,01-0,07 13

KONCERNENS BALANSRÄKNING I SAMMANDRAG Not 30 september 2003 31 december 2002 TILLGÅNGAR Materiella anläggningstillgångar Olje- och gastillgångar 6 1 771 923 1 988 933 Övriga anläggningstillgångar 54 824 56 656 Summa materiella anläggningstillgångar 1 826 747 2 045 589 Finansiella anläggningstillgångar 7 97 989 103 586 Summa anläggningstillgångar 1 924 736 2 149 175 Omsättningstillgångar Kortfristiga fordringar och lager 8 432 483 345 480 Likvida medel och kortfristiga placeringar 309 656 247 776 Summa omsättningstillgångar 742 139 593 256 Summa tillgångar 2 666 875 2 742 431 EGET KAPITAL OCH SKULDER Eget kapital inklusive periodens resultat 1 829 966 931 112 Minoritetsintressen 12 902 2 525 Avsättningar 371 007 326 130 Långfristiga skulder - 1 067 177 Kortfristiga skulder 9 453 000 415 487 Summa eget kapital och skulder 2 666 875 2 742 431 Ställda säkerheter 435 703 247 779 Ansvarsförbindelser 12 618 12 618 FÖRÄNDRINGAR I KONCERNENS EGET KAPITAL 2003 Aktie- Bundna Fria Periodens kapital Reserver reserver resultat Belopp per den 1 januari 2003 2 487 930 524 14 665-16 564 Överföring av föregående års resultat - - -16 564 16 564 Emission av aktier 15 5 346 - - Omräkningsdifferens -76 520 835 - - 54 519 Periodens resultat - - - 915 494 Belopp per den 30 september 2003 2 502 990 389-78 419 915 494 14

KONCERNENS KASSAFLÖDESANALYS I SAMMANDRAG Kassaflöde från periodens verksamhet Periodens resultat 915 494 30 152-72 605-1 733-16 564 Justeringar för avskrivningar och övriga ej likviditetspåverkande poster -601 150 60 920 54 888 5 899 105 589 Förändringar i rörelsekapital -75 391-37 869-25 101-12 634 164 095 Summa kassaflöde från periodens verksamhet 238 953-53 203-42 818-8 468 253 120 Förvärv av aktier i dotterbolag - - -1 173 683-1 173 683-1 213 010 Försäljning av tillgångar 1 150 802-4 747 - - - Ökning/minskning i finansiella anläggningstillgångar -15 559-3 042 162 025-158 829 Investeringar i olje- och gastillgångar -277 611-91 160-103 747-17 013-160 836 Investeringar i övriga anläggningstillgångar -9 573-2 777-9 082-119 -10 128 Summa kassaflöde använt för investeringar 848 059-101 726-1 124 487-1 190 815-1 225 145 Ökning/minskning av långfristiga skulder -1 022 808-1 312 871 1 312 871 836 805 Betalade aktiverade finansieringsavgifter - - - - -17 774 Nyemission 5 361 4 121 158 611 158 611 160 240 Övriga finansieringsaktiviteter - - - - -4 102 Summa kassaflöde använt för finansiering -1 017 447 4 121 1 471 482 1 471 482 975 169 Förändring av kassa och bank 69 565-44 402 304 177 272 199 3 144 Kassa och bank vid periodens början 247 776 356 144 301 519 280 950 301 519 Valutakursförändring i kassa och bank -7 685-2 086-55 883-3 336-56 887 Kassa och bank vid periodens slut 309 656 309 656 549 813 549 813 247 776 15

Not 1. Försäljning av olja och gas Försäljning av råolja - Frankrike 232 149 59 678 12 221 12 221 104 970 - Tunisien 157 618 53 511 8 502 8 502 35 962 - Indonesien 154 608 55 918 4 256 4 256 70 770 - Norge 122 338 48 841 - - - Försäljning av kondensat - Holland 5 583 2 858 609 609 873 - Norge 2 356 936 - - - Försäljning av naturgas - Holland 123 065 37 000 5 074 5 074 58 679 - Indonesien 700 232 - - 335 - Norge 2 176 1 081 - - - Operatörsavgift - Venezuela 75 749 22 528 1 591 1 591 21 667 Oljeprishedge -22 446-7 072 - - - Förändring i underuttag 2 390-860 - - -8 351 857 146 276 371 32 253 32 253 284 905 Not 2. Produktionskostnader 1 jan 2003 Utvinningskostnader 234 638 84 396 15 050 15 050 116 080 Tariff- och transportkostnader 61 841 18 159 242 242 5 084 Royalty och direkt skatt 22 128 6 901 872 872 8 162 Lagerförändring/förändring i överuttag 17 791 5 862 4 575 4 575 19 712 336 398 115 318 20 736 20 736 149 038 Not 3. Nedskrivning av olje- och gastillgångar Frankrike 49 545 16 125 1 985 1 985 20 108 Holland 37 827 11 320 3 174 3 174 19 988 Venezuela 15 171 5 359 603 603 4 332 Tunisien 17 103 5 710 351 351 6 475 Indonesien 8 353 2 910 253 253 2 688 Norge 19 120 7 425 - - - 147 119 48 849 6 366 6 366 53 591 Not 4. Finansiella intäkter och kostnader, netto Ränteintäkter 7 627 1 769 5 653 2 766 10 237 Räntekostnader -21 984-3 807-1 739-1 730-14 013 Räntesäkring -16 383-5 434 - - - Amortering av lån -15 915 - - - -582 Nuvärdesjustering av återställningskostnader -4 389-1 466 - - -1 746 Valutakursvinster/(förluster), netto 35 553-24 384-46 034 7 122-210 Övriga finansiella intäkter, netto -1 172 1 727 - - 8 130 16 663-31 595-425120 -8 158 1 816 16

Not 5. Skatt, Aktuell bolagsskatt 81 805 16 356 4 336 4 069 29 567 Uppskjuten skatt -12 376-4 570-2 228-2 228-5 308 Statlig vinstdelningsskatt 8 324 5 365 - - 2 103 77 753 17 151 2 108 1 841 26 362 Not 6: Olje- och gastillgångar Bokfört värde Bokfört värde Frankrike 858 750 864 266 Nederländerna 494 232 522 978 Tunisien 61 578 61 230 Indonesien 45 919 20 115 Venezuela 95 484 101 820 Norge 133 383 - Sudan 20 437 372 790 Iran 59 891 44 765 Övriga 2 249 969 1 771 923 1 988 933 Not 7: Finansiella anläggningstillgångar Bokfört värde Bokfört värde Aktier i intresseföretag 21 052 21 535 Spärrade medel 59 559 54 176 Förutbetalda lånekostnader - 15 926 Övriga financialla anläggningstillgångar 17 378 11 949 97 989 103 586 Not 8: Kortfristiga fordringar Bokfört värde Bokfört värde Lager 48 779 45 562 Kundfordringar 241 354 118 067 Underuttag 7 493 4 309 Fordran på Joint Venture 68 514 69 031 Deposition för förvärvet av OER Oil AS - 37 407 Övriga kortfristiga fordringar 66 343 71 104 432 483 345 480 Not 9: Kortfristiga skulder Bokfört värde Bokfört värde Leverantörsskulder 44 253 85 851 Överuttag 35 763 22 164 Kortfristig andel av långfristiga skulder - 9 186 Skatt 145 899 92 530 Upplupna kostnader 86 344 64 143 Skuld avseende bolagsförvärv 69 253 109 362 Övriga kortfristiga skulder 71 488 32 251 453 000 415 487 17

MODERBOLAGETS RESULTATRÄKNING I SAMMANDRAG Belopp I TSEK Serviceintäkter 1 119-3 374 142 3 710 Bruttoresultat 1 119-3 374 142 3 710 Övriga rörelseintäkter 310 92 289 107 405 Administrationskostnader -54 183-20 112-35 119-14 345-55 627 Rörelseresultat -52 754-20 020-31 456-14 096-51 512 Finansiella intäkter och kostnader, netto -77 839-1 062-49 463-1 295-29 392 Resultat före skatt -130 593-18 958-80 919-12 801-80 904 Skatt - - - - - Periodens resultat -130 593-18 958-80 919-12 801-80 904 MODERBOLAGETS BALANSRÄKNING I SAMMANDRAG 31 december 2002 TILLGÅNGAR Materiella anläggningtillgångar 109 49 Finansiella anläggningstillgångar 713 023 967 309 Summa anläggningstillgångar 713 132 967 358 Omsättningstillgångar Kortfristiga fordringar 1 788 1 862 Likvida medel och kortfristiga placeringar 163 024 2 081 Summa omsättningstillgångar 164 812 3 943 Summa tillgångar 877 944 971 301 EGET KAPITAL OCH SKULDER Eget kapital inclusive årets resultat 825 143 950 375 Kortfristiga skulder 52 801 20 926 Summa eget kapital och skulder 877 944 971 301 Ställda panter 435 703 247 779 Ansvarsförbindelse 12 618 12 618 18

MODERBOLAGETS KASSAFLÖDESANALYS I SAMMANDRAG Kassaflöde från periodens verksamhet Periodens resultat -130 593-18 958-80 919-12 801-80 904 Justeringar för ej likviditetspåverkande poster -2 648 6 467 48 433 992 48 451 Förändringar i rörelsekapital 4 614-6 494 3 242 7 598 15 202 Summa kassaflöde använt i verksamhet -128 627-5 997-29 244-4 211-17 251 Investeringar i aktier i dotterbolag -585-585 -243 280-196 967-170 908 Lån till dotterbolag 295 105-2 274-218 208-218 208-310 726 Investeringar I anläggningstillgångar -85-85 -18 - -18 Försäljning av aktier och andelar - - 181 205-181 205 Försäljning av lånefordran - - 13 640-13 640 Summa kassaflöde använt för investeringar 294 435-2 944-266 661-415 175-286 807 Nyemission 5 361 4 121 158 611 158 611 160 240 Summa kassaflöde från finansiering 5 361 4 121 158 611 158 611 160 240 Förändring av kassa och bank 171 169-4 820-137 294-260 775-143 818 Kassa och bank vid periodens början 2 081 174 299 193 683 270 377 193 683 Valutakursförändring i kassa och bank -10 226-6 455-47 774-987 -47 784 Kassa och bank vid periodens slut 163 024 163 024 8 615 8 615 2 081 FÖRÄNDRINGAR I MODERBOLAGETS EGET KAPITAL 2003 Aktiekapital Överkursfond Fria reserver Periodens resultat Belopp per den 1 januari 2003 2 487 1 028 792 - -80 904 Överföring av föregående års resultat - -80 904-80 904 Emission av aktier 15 5 345 - - Periodens resultat - - - -111 634 Belopp per den 30 september 2003 2 502 953 234 - -111 634 19

NYCKELTAL Räntabilitet på eget kapital, % 1 66 2-8 0-2 Räntabilitet på sysselsatt kapital, % 2 51 3-3 0-3 Skuldsättningsgrad, % 3 - - 110 110 89 Soliditet, % 4 69 69 28 28 34 Andel riskbärande kapital, % 5 78 78 32 32 44 Räntetäckningsgrad, % 6 2 554 653 - - -342 Operativt kassaflöde/räntekostnader, % 7 1 212 1 740 5,2 4,3 822 Direktavkastning, % 8 - - - - - 1 Räntabilitet på eget kapital definieras som koncernens resultat för perioden dividerat med genomsnittligt eget kapital (genomsnittet under koncernens existens). 2 Räntabilitet på sysselsatt kapital defineras som koncernens resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen under koncernens existens med avdrag för icke räntebärande skulder). 3 Skuldsättningsgrad definieras som koncernens räntebärande skulder minus kassa och bank i förhållande till redovisat eget kapital. 4 Soliditet definieras som koncernens redovisade egna kapital, inklusive minoritetsägares andel, i procent av balansomslutningen. 5 Andel riskbärande kapital definieras som summan av eget kapital och uppskjutna skatteskulder, inklusive minoritetsägares andel, dividerat med balansomslutningen. 6 Räntetäckningsgrad definieras som resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med räntekostnader. 7 Operativt kassaflöde/räntekostnader definieras som koncernens intäkter minus kostnad för såld olja och gas och faktiska skatter dividerat med räntekostnader för perioden. 8 Direktavkastning definieras som utdelning i procent av börskurs vid räkenskapsperiodens utgång. 20

DATA PER AKTIE Eget kapital, SEK 1 7,33 7,33 3,63 3,63 3,7 Operativt kassaflöde, SEK 2 1,87 0,57 0,04 0,04 0,5 Kassaflöde använt i verksamheten, SEK 3 0,98 0,23-0,19-0,03 1,1 Resultat, SEK 4 3,68 0,12-0,29-0,01-0,07 Resultat efter full utspädning, SEK 5 3,65 0,12-0,29-0,01-0,07 Utdelning, SEK - - - - - Börskurs vid räkenskapsperiodens utgång (avser moderbolaget), SEK 16,60 16,60 6,40 6,40 9,20 Antal aktier vid periodens slut 250 224 766 250 224 766 248 201 466 248 201 466 248 685 016 Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden 6 248 978 700 249 391 421 226 664 759 248 134 170 232 150 181 Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning 5 250 933 079 252 959 864 227 458 346 250 110 717 233 235 711 1 Eget kapital per aktie definieras som koncernens redovisade egna kapital dividerat med antalet aktier vid periodens slut. 2 Operativt kassaflöde per aktie definieras som koncernens intäkter minus produktionskostnader och faktiska skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden. 3 Kassaflöde använt i verksamheten per aktie definieras som kassaflöde använt i verksamheten enligt koncernens kassaflödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden. 4 Resultat per aktie definieras som koncernens resultat för perioden dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden. 5 Resultat per aktie efter full utspädning definieras som koncernens resultat för perioden dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning. 6 Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden definieras som antal aktier vid periodens början med tidsvägning för nyemitterade aktier. EKONOMISK INFORMATION Företaget publicerar regelbundet följande rapporter: Bokslutskommuniké 2003 (januari december) publiceras den 24 februari 2004 Rapport för de första tre månaderna (januari mars) publiceras den 18 maj 2004 Rapport för de första sex månaderna (januari juni) publiceras den 17 augusti 2004 Rapport för de första nio månaderna (januari september) publiceras den 16 november 2004 Stockholm 13 november 2003 C Ashley Heppenstall Verkställande direktör Rapporten avseende tredje kvartalet har ej varit föremål för granskning av bolagets revisorer. 21